Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Горэлектросеть", г.Невинномысск
- ООО "Ростовналадка", г.Ростов-на-Дону
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:38429-08
- 25.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Горэлектросеть", г.Невинномысск
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2008 |
Дата протокола | 09д2 от 11.08.08 п.29 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Номер сертификата | 32452 |
Срок действия сертификата | . . |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск (в дальнейшем - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также автоматизированного сбора, хранения, обработки и отражения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в заинтересованные организации результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений со стороны сервера заинтересованной организации к информационно-вычислительному комплексу (далее - ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
- подстанции «Ново-Невинномысская» и «КПФ»:
1-й уровень (ИИК) - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746; трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983; счётчики ЦЭ6850 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1.
2-й уровень (ИВКЭ) - комплекс устройств сбора и передачи данных (УСПД) типа «Телеучет-К1».
3-й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, основной и резервный сервера баз данных МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и соответствующее программное обеспечение (ПО).
- подстанции РП «ЦРП», ТП-126, «Казьминский Водозабор», РП «Котельная», «Новая деревня» отп. ПВР, РП-7, РП-13, «Родники»:
1-й уровень (ИИК) - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746; трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983; счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1.
2-й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, основной и резервный сервера баз данных МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск, устройство синхронизации системного времени, АРМ и соответствующее ПО.
Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Принцип действия счетчика основан на измерении мгновенных значений входных сигналов тока и напряжения шестиканальным аналого-цифровым преобразователем (АЦП), с последующим вычислением среднеквадратических значений токов и напряжений, активной, реактивной и полной мощности и энергии, углов сдвига фазы и частоты цифровым сигнальным процессором. Счетчик также имеет в своем составе микроконтроллер, энергонезависимую память данных и встроенные часы реального времени, позволяющие вести учет активной и реактивной энергии по тарифным зонам суток.
На подстанциях «Ново-Невинномысская» и «КПФ» в качестве расчетных приборов учета используются счетчики электрической энергии ЦЭ6850.
УСПД (ИВКЭ) осуществляет сбор данных со счетчиков электрической энергии по цифровому интерфейсу связи RS-485, производит обработку результатов измерений. Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью ПО счетчика ЦЭ6850 «CETOOLS»
Сбор информации от УСПД осуществляется по каналам связи сервером баз данных ИВК. В качестве канала связи между УСПД и уровнем ИВК используется коммутируемый телефонный канал существующей сети сотовой связи стандарта GSM.
На подстанциях РП «ЦРП», ТП-126, «Казьминский Водозабор», РП «Котельная», «Новая деревня» отп. ПВР, РП-7, РП-13, «Родники» в качестве расчетных приборов учета используются счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03. Счетчики передают информацию по линиям связи на сервер (ИВК). Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения, которое функционирует на сервере (ИВК). Для организации передачи данных от счетчиков, применяются GSM-модемы «Siemens MC35», «Tess MT-02-232». Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения на сервере (ИВК).
В сервере (ИВК) осуществляется хранение, обработка и предоставление на АРМы по локальной сети предприятия собранной информация, а также дальнейшей ретрансляцией по существующим каналам связи в заинтересованные организации.
Система обеспечения единого времени выполняет функцию синхронизации хода внутренних часов элементов системы на всех уровнях АИИС КУЭ, с обеспечением перехода на «Зимнее» и «Летнее» время и работает по часовому поясу г. Москва. Данная функция является централизованной. Корректировка времени на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК АИИС КУЭ осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней.
На уровне ИВК МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск установлено устройство синхронизации времени на базе GPS-приёмника «УСВ-1». Настройка системного времени сервера баз данных ИВК МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск выполняется не реже одного раза в сутки непосредственно от УСВ-1 с помощью программного обеспечения, входящего в его комплект поставки.
Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется сервером АИИС КУЭ автоматически при обнаружении рассогласования времени «УСВ-1» и сервера АИИС КУЭ более чем на ± 1 с.
Корректировка хода внутренних часов УСПД (ИВКЭ) на подстанциях осуществляется во время сеансов связи от сервера. Синхронизация времени в УСПД является функцией программного модуля - компонента внутреннего ПО УСПД. Ход внутренних часов счетчиков электрической энергии (ИИК) синхронизируется со временем в УСПД не реже 1 раза в сутки. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД, и реализуется программным модулем заводского ПО. Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.
Корректировка хода внутренних часов счетчиков на подстанциях без УСПД (РП «ЦРП», РП «Котельная», ТП-126, ПС «Казьминский водозабор», ПС «Новая деревня» отп. ПВР, ПС «Родники», РП-7, РП-13) осуществляется во время сеанса связи от сервера. Синхронизация времени в счетчике является функцией программного модуля - компонента внутреннего ПО счетчика. Ход внутренних часов счетчиков электрической энергии (ИИК) синхронизируется со временем сервера не реже 1 раза в сутки. Коррекция выполняется принудительно со стороны сервера, и реализуется программным модулем заводского ПО. Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.
Разность показаний часов всех компонентов системы составляет не более ± 5 с.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведены в таблице 1.
№ | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | |||
1 | ПС «Н.Невинномысская» Ф-109 | ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав № 3677 Зав. № 2882 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3544 | ЦЭ 6850 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0055270508236748 | «Телеучет-К1» Зав. №000015 | Активная реактивная |
2 | ПС «Н.Невинномысская» Ф-105 | ТПЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№9222 Зав.№0961 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3741 | ЦЭ 6850 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0055270508238629 | ||
3 | ПС «Н.Невинномысская» Ф-103 | ТПЛМ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 2858 Зав. №61699 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3741 | ЦЭ 6850 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0055270508238346 | ||
4 | ПС «Н.Невинномысская» Ф-107 | ТПЛМ-10 Зав. № 84801 ТПЛ-10 Зав. №6489 300/5 Кл. т. 0,5 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3544 | ЦЭ 6850 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0055270508237400 | ||
5 | ПС «Н.Невинномысская» Ф-116 | ТПЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. №23966 Зав. №23905 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3544 | ЦЭ 6850 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0055270508238094 | ||
6 | ПС «Н.Невинномысская» Ф-106 | ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №00563 Зав. №2807 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3741 | ЦЭ 6850 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0055270508236922 | ||
7 | ПС «Н.Невинномысская» Ф-108 | ТПОЛ-10 Зав. № 133 ТПЛ-10 Зав. №16537 600/5 Кл. т. 0,5 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3544 | ЦЭ 6850 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0055270508236816 | ||
8 | ПС «Н.Невинномысская» Ф-104 | ТПОЛ-10 Зав. № 8175 ТПЛ-10 Зав. №9635 600/5 Кл. т. 0,5 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3741 | ЦЭ 6850 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0055270508238322 | ||
9 | ПС «Н. Невинномысская» | ТПЛ-10 200/5 | НТМИ-10 10000/100 | ЦЭ 6850 Кл. т. 0,2S/0,5 |
Ф-114 Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5 Зав. №
0055270508238643
№ | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | |||
Зав.№4586 Зав.№4588 | Зав. № 3544 | |||||
10 | ПС «Н.Невинномысская» Ф-117 | ТЛК-10-5 400/5 Кл. т. 0,5 Зав.№01846 Зав.№13003 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3544 | ЦЭ 6850 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 74890301 | ||
11 | ПС «КПФ» Ф-66 | ТВЛМ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав.№11425 Зав.№11620 | НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №9462 | ЦЭ 6850 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0055270508237615 | «Телеучет-К1» Зав. №000016 | Активная реактивная |
12 | ПС «КПФ» Ф-65 | ТВЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав.№36062 Зав.№36087 | НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №РПВУ | ЦЭ 6850 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0055270508236793 | ||
13 | РП «ЦРП» Ф-12 | ТПЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№30523 Зав.№78504 | НАМИТ-10-2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №0768 | СЭТ-4ТМ.03. Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073164 | Активная реактивная | |
14 | РП «Котельная» Ф-7 | ТПФМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№72999 Зав.№67992 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №275 | СЭТ-4ТМ.03. Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073224 | ||
15 | ТП-126 Ф-280 ПС «Почтовая» | ТОЛ-10У2 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№915 Зав.№187 | НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1017 | СЭТ-4ТМ.03. Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073189 | ||
16 | ТП-126 Ф-109 ПС «Кочубеевская» | ТПЛ-10 75/5 Кл. т. 0,5 Зав.№52841 Зав.№1164 | НТМИ-10У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 766 | СЭТ-4ТМ.03. Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073204 | ||
17 | ПС «Казьминский Водозабор» Ф-60 | ТПЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№5601 Зав.№2317 | НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №11259 | СЭТ-4ТМ.03. Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073196 | ||
18 | ПС «Новая Деревня» Ф-195 отп. ПВР 107-195 | ТПЛ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Зав.№9247 Зав.№9239 | НАМИ-10У2 10000/100 Кл. т. 0,2 Зав.№ 2223 | СЭТ-4ТМ.03. Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073211 | ||
19 | ПС «Родники» Ф-117 | ТПЛМ-10 Зав.№58951 ТПЛ-10 | НОМ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03. Кл. т. 0,2S/0,5 | ---- |
№ | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | |||
Зав.№74211 100/5 Кл. т. 0,5 | Зав.№ СВВИ Зав.№ СВУА | Зав. № 0108073210 | ||||
20 | РП-7 ячейка 7 | ТЛМ-10У3 300/5 Кл. т. 0,5 Зав.№02129 Зав.№02128 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№2602 | СЭТ-4ТМ.03. Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073252 | ||
21 | РП-13 ячейка 15 | ТЛК-10-5 400/5 Кл. т. 0,5 Зав.№03722 Зав.№03720 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№0184 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073217 |
Примечание:
1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983; счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии; счётчики активной и реактивной электроэнергии ЦЭ6850 по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии.
2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1 (см. изменение к МИ 2999-2006 Приложение Б).
Надежность применяемых в системе компонентов:
-ИИК:
- электросчётчика (параметры надежности для СЭТ-4ТМ.03: Т = 90000 час te = 2 часа, для ЦЭ6850: Т = 120000 час te = не менее 24 часа);
- ИВКЭ:
- УСПД (параметры надежности То = 60000 час te = 24 часа);
- ИВК:
- сервер (параметры надежности Кг = 0,99 te = 1 час);
- резервный сервер (параметры надежности Кг = 0,99 te = 1 час).
Надежность системных решений:
- резервирование питания:
- электросчетчика от дополнительного источника питания;
- УСПД с помощью АКБ из комплекта поставки;
- резервирование компонентов системы (технические средства):
- резервирование сервера;
- резервирование информации:
- наличие резервных баз данных;
- диагностика:
- в журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ:
- удаленный доступ:
- - возможность съема информации со счетчика автономным способом;
- - визуальный контроль информации на счетчике.
Организационные решения:
- наличие эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- ИИК:
- электросчётчика;
- вторичных цепей:
- промклеммников;
- ИВКЭ:
УСПД;
- ИВК:
- сервера;
- резервного сервера;
- наличие защиты на программном уровне:
- информации;
- использование электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений;
- при параметрировании:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер;
- установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ.
Возможность проведения измерений следующих величин:
- приращение активной электроэнергии (функция автоматическая);
- приращение реактивной электроэнергии (функция автоматическая);
- время и интервалы времени (функция автоматическая).
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматическая);
- УСПД (функция автоматическая);
- ИВК (функция автоматическая).
Возможность сбора информации:
- результатов измерения (функция автоматическая);
- состояния средств измерения (функция автоматическая).
Цикличность:
- измерений:
- 30 минутные приращения (функция автоматизирована);
- сбора:
- 1 раз в сутки (функция автоматизирована);
- 1 раз в месяц (функция автоматизирована).
Возможность предоставления информации в заинтересованные организации:
- о результатах измерения (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации (профиля):
- электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.03 имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 110 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая);
- электросчетчик типа ЦЭ6850 имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 50 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая);
- УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 6 месяцев, сохранение информации при отключении питания - 10 лет (функция автоматизирована);
- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).
Приписанные значения характеристик погрешности измерений ИК в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов
Таблица 2
Номера каналов | Активная электроэнергия и мощность | |||||||
Кл. т ТТ | Кл. т ТН | Кл. т счетчика | Знач. cos9/ sin9 | §2 %р, [ %] для диапазона WP2% <Wpu3m <Wp5 % | §5 %P, [ %] для диапазона WP5 %<Wpu3m <Wp20 % | §20 %P, [ %] для диапазона WP20 %< Wpu3M< Wpioo % | §100 %P, [ %] для диапазона WP100 %<Wpu3m< WP120 % | |
1-17 19-21 | 0,5 | 0,5 | 0,2S | 1,0/0,0 | Не нормируется | ±1,9 | ±1,2 | ±1,1 |
0,87/0,5 | Не нормируется | ±2,6 | ±1,6 | ±1,3 | ||||
0,8/0,6 | Не нормируется | ±3,0 | ±1,7 | ±1,4 | ||||
0,6/0,8 | Не нормируется | ±4,4 | ±2,5 | ±1,9 | ||||
0,5/0,87 | Не нормируется | ±5,5 | ±3,1 | ±2,3 | ||||
18 | 0,5 | 0,2 | 0,2S | 1,0/0,0 | Не нормируется | ±1,8 | ±1,1 | ±1,0 |
0,87/0,5 | Не нормируется | ±2,5 | ±1,4 | ±1,1 | ||||
0,8/0,6 | Не нормируется | ±2,9 | ±1,6 | ±1,3 | ||||
0,6/0,8 | Не нормируется | ±4,3 | ±2,3 | ±1,7 | ||||
0,5/0,87 | Не нормируется | ±5,4 | ±2,9 | ±2,1 |
Пределы погрешности измерений по реактивной электроэнергии
Номера каналов | Реактивная электроэнергия и мощность | |||||||
Кл. т ТТ | Кл. т ТН | Кл. т счетчика | Знач. sin9/cos9 | §2 %Q, [ %] для диапазона W Q2% —W Qu3m <W Q5 % | §5 % Q, [ %] для диапазона W Q5 %—W Qu3m <W Q20 % | §20 % Q, [ %] для диапазона W Q20 %— W Qu3m< W Q100 % | §100 % Q, [ %] для диапазона W Q100 %— W Qu3m< W Q120 % | |
1-17 19-21 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 1,0/0,0 | Не нормируется | ±2,2 | ±1,5 | ±1,3 |
0,87/0,5 | Не нормируется | ±3,0 | ±1,8 | ±1,6 | ||||
0,8/0,6 | Не нормируется | ±3,3 | ±1,9 | ±1,7 | ||||
0,6/0,8 | Не нормируется | ±4,6 | ±2,6 | ±2,1 | ||||
0,5/0,87 | Не нормируется | ±5,7 | ±3,2 | ±2,5 | ||||
18 | 0,5 | 0,2 | 0,5 | 1,0/0,0 | Не нормируется | ±2,2 | ±1,4 | ±1,1 |
0,87/0,5 | Не нормируется | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ||||
0,8/0,6 | Не нормируется | ±3,2 | ±1,8 | ±1,5 | ||||
0,6/0,8 | Не нормируется | ±4,5 | ±2,4 | ±1,9 | ||||
0,5/0,87 | Не нормируется | ±5,6 | ±3,0 | ±2,3 |
В таблице 2 приняты следующие обозначения:
WP 2 % (Wq 2 %) — значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);
WP 5 % (Wq 5 %) — значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;
WP 20 % (Wq 20 %) — значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;
WP 100 % (Wq 100 %) — значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка);
WP 120 % (Wq 120 %) — значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).
Примечание:
1. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) ином; ток (1 + 1,2) 1ном, частота (95 + 105)£иом; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
2. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) ином; ток (0,05- 1,2) 1ном;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 до +60°С, для счетчиков ЦЭ6850 от минус 40 до +55 °С; для сервера от + 10 до +40 °С; для УСПД от минус 30 до +50°С;
3НАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определена в проектной документацией на систему и приведена в таблице 3.
Таблица 3
№ | Наименование | Номер в Госреестре средств измерений | Примечание |
Основные технические компоненты | |||
1 | Технические средства учета электрической энергии и мощности | ||
1.1 | Измерительные трансформаторы тока ТПЛ-10 | Г.р. № 1276-59 | Классы точности 0,5 (14 шт.) |
1.2 | Измерительные трансформаторы тока ТПЛМ-10 | Г.р. № 2363-68 | Классы точности 0,5 (10 шт.) |
1.3 | Измерительные трансформаторы тока ТПОЛ-10 | Г.р. № 1261-59 | Классы точности 0,5 (4 шт.) |
1.4 | Измерительные трансформаторы тока ТЛК-10-5 | Г.р. № 9143-01 | Классы точности 0,5 (4 шт.) |
1.5 | Измерительные трансформаторы тока ТВЛМ-10 | Г.р. № 1856-63 | Классы точности 0,5 (4 шт.) |
1.6 | Измерительные трансформаторы тока ТПФМ-10 | Г.р. № 814-53 | Классы точности 0,5 (2 шт.) |
1.7 | Измерительные трансформаторы тока ТОЛ-10У2 | Г.р. № 6009-77 | Классы точности 0,5 (2 шт.) |
1.8 | Измерительные трансформаторы тока ТЛМ-10У3 | Г.р. № 2473-05 | Классы точности 0,5 (2 шт.) |
1.9 | Измерительный трансформатор напряжения НТМИ-10 | Г.р. № 831-53 | Классы точности 0,5 (4 шт.) |
1.10 | Измерительный трансформатор напряжения НТМИ-6 | Г.р. № 2611-70 | Классы точности 0,5 (1 шт.) |
1.11 | Измерительный трансформатор напряжения НТМИ-6-66У3 | Г.р. №2611-70 | Классы точности 0,5 (3 шт.) |
1.12 | Измерительный трансформатор напряжения НАМИТ -10 | Г.р. №16687-02 | Классы точности 0,5 (3 шт.) |
1.13 | Измерительный трансформатор напряжения НАМИ-10У2 | Г.р. №11094-87 | Классы точности 0,2 (1 шт.) |
№ | Наименование | Номер в Госреестре средств измерений | Примечание | |
1.14 | Измерительный трансформатор напряжения НОМ-10-66У3 | Г.р. №4947-98 | Классы точности 0,5 (2 шт.) | |
1.15 | Счетчики СЭТ-4ТМ.03 для учёта активной и реактивной энергии | Г.р. № 27524-04 | Класс точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (9 шт.) | |
1.16 | Счетчики ЦЭ6850 для учёта активной и реактивной энергии | Г.р. № 20176-06 | Класс точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 (12 шт.) | |
1.17 | Комплекс устройств сбора и передачи данных «Телеучет-К1» | Г.р. № 29337-05 | Обеспечивает сбор измерительной информации от счетчиков (2 шт.) | |
1.18 | Устройство синхронизации времени УСВ-1 | Г.р. № 28716-05 | синхронизация текущих значений времени по сигналам GPS-приемника | |
2 | Средства вычислительной техники и связи | |||
2.1 | GSM-модем «Tess MT-02-232» | 1 шт. | ||
2.2 | GSM-модем «Siemens MC-35» | 11шт. | ||
2.3 | Источник бесперебойного питания Smart UPS 1000 VA | 1 шт. | ||
2.4 | Источник бесперебойного питания АРС UPS 700 VA Smart SU700 | 7 шт. | ||
2.5 | Сервер HP COMPAQ Proliant DL140R03 5110 Hot Plug SATA/SAS | 2 шт. | ||
2.6 | Коммутатор 3COM SuperStar 3 Baseline 2808 3C15477A | 1 шт. | ||
2.7 | Блок аккумулятора CG03A | 2 шт. | ||
Программные компоненты | ||||
3 | Программное обеспечение, установленное на компьютере типа IBM PC | ПО Microsoft Windows XP Pro ПО Microsoft MS SQL Server 2005 ПО «АСКУЭ РН» ПО «Конфигуратор СЭТ- 4ТМ» для типа СЭТ-4ТМ.03; ПО «CETOOLS» для ЦЭ6850; ПО «Параметризатор» ПО устройства синхронизации времени «УСВ-1» |
№ | Наименование | Номер в Госреестре средств измерений | Примечание |
Эксплуатационная документация | |||
4.1 | Руководство пользователя АИИС КУЭ МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск. РКПН.422231.094.00.И3 | 1 экз. | |
4.2 | Паспорт-формуляр АИИС КУЭ МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск. РКПН.422231.094.00.ФО | 1 экз. | |
4.3 | Технологическая инструкция АИИС КУЭ МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск. РКПН.422231.094.00.И2 | 1 экз. | |
4.4 | Инструкция по формированию и ведению базы данных АИИС КУЭ МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск. РКПН.422231.094.00.И4 | 1 экз. | |
4.5 | Инструкция по эксплуатации АИИС КУЭ МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск. РКПН.422231.094.00.ИЭ | 1 экз. | |
4.6 | Методика поверки измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск. РКПН.422231.094.00.МП | 1 экз. | |
4.7 | Техническая документация на комплектующие изделия | 1 комплект |
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «Методика поверки измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск, согласованной с ФГУ «Ростовский ЦСМ» в июне 2008 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 на счетчики электрической энергии многофункциональные типа СЭТ-4ТМ.03;
- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с методикой поверки ИНЕС.411152.034 Д1 на счетчики электрической энергии типа ЦЭ6850;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки на комплекс устройств сбора и передачи данных «Телеучет-К1» ЛАМТ.411151.001 ПМ;
- средства поверки в соответствии с документом ВЛСТ 221.00.000 МП «Устройства синхронизации времени «УСВ-1». Методика поверки»;
- средства измерений в соответствии с утвержденным документом Методика выполнения измерений электроэнергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы (АИИС КУЭ) МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь УСО-2 для работы со счетчиками типа СЭТ-4ТМ.03, ЦЭ6850;
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)».
ГОСТ 34.601-90»Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
МИ 2999-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск.
Заключение
Тип система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.